Сергиевский вестник (стр. 3 )

Продукция скважин Боровского месторождения по выкидным трубопроводам поступает на замерные установки и далее транспортируется по нефтегазосборным трубопроводам до точки врезки в напорный нефтепровод «УПСВ «Красногородецкая»-УПН «Радаевская»».

Междуреченское и Лебединское поднятия Боровского месторождения расположены на территории Исаклинского административного района Самарской области, в 6 км и 11 км к северо-востоку от районного центра – села Исаклы.

Ближайшие населенные пункты: Новая Чесноковка, Ильинский, Нижний и другие.

Междуреченское поднятие Боровского месторождения открыто разведочным бурением в 1984 г. Промышленные залежи нефти выявлены в пластах В1 турнейского яруса, Б0 тульского горизонта. Всего на поднятии было пробурено две поисково-разведочные скважины. Лебединское поднятие Боровского месторождения открыто разведочным бурением в 1982-1983 гг. Промышленные залежи нефти выявлены в пласте Б2 бобриковского горизонта.

2.3 Характеристика проектируемого объекта и организация строительства

Настоящей проектной документацией предусматривается сбор и транспорт продукции скважины № 000 Боровского месторождения.

В соответствии с РД 39-0148311-605-86 настоящей проектной документацией для сбора продукции с обустраиваемой скважины принята напорная однотрубная герметизированная система сбора нефти и газа.

Продукция скважины № 000 под устьевым давлением, развиваемым погружным электронасосом, по проектируемому выкидному трубопроводу поступает на АГЗУ, для замера дебита скважин. Далее по нефтегазосборным трубопроводам жидкость транспортируется до точки врезки в напорный нефтепровод УПСВ «Красногородецкая» - УПН «Радаевская» и далее на УПН «Радаевская».

Оборудование и трубопроводы УПН «Радаевская» рассчитаны на производительность, превышающую объем поступающей продукции.

В проектной документации предусмотрено автоматическое отключение электродвигателя погружного насоса при отклонениях давления в выкидном трубопроводе от скважины № 000 выше 3,50 МПа и ниже 0,55 МПа.

2.3.1 Обустройство устья скважины

Данной проектной документацией предусматривается обустройство устья скважины № 000 Боровского месторождения.

Скважина № 000 оборудуется погружным электронасосом типа УЭЦН.

Обустройство устья скважины проектируется в соответствии с требованиями ВНТП 3-85.

На территории устья скважины предусматривается:

приустьевая площадка; площадка под ремонтный агрегат; площадка под передвижные мостки; площадка лубрикаторная; канализационная емкость.

В соответствии с заданием на проектирование предусматривается установка пробоотборника ППЖР-01. Пробоотборник располагается на приустьевой площадке в составе технологической обвязки устья скважины.

На выкидном трубопроводе от скважины № 000 в обвязке устья скважины предусматривается установка запорной арматуры марки 30нж15нж из стали 12X18Н9ТЛ, герметичность затвора класса А. Декларация о соответствии задвижек клиновых требованиям технического регламента «О безопасности машин и оборудования» приведена в приложении И.

Для ввода деэмульгатора Лайсан Л-1084 в выкидной трубопровод от скважины № 000 предусматривается устьевой блок подачи реагента УБПР/0,5.00-0,4-УХЛ1.

Ввод ингибитора коррозии СНПХ-7909 в выкидной трубопровод скважины через затрубное пространство предусматривается периодически от передвижной установки.

Реагентопровод проектируется из стальных бесшовных труб диаметром и толщиной стенки 18х3 мм из стали 20 по ГОСТ 8733-74*/ГОСТ 8734-75*.

Реагентопровод прокладывается надземно на опорах в футлярах диаметром и толщиной стенки 108х5 мм из стали 10 гр. В по ГОСТ 10704-91, длиной по 7 м каждый футляр.

В соответствии с руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (далее – Руководство по безопасности) реагентопровод относится к группе А(б) I категории.

Строительство и монтаж реагентопровода предусматривается в соответствии с Руководством по безопасности.

Контролю ультразвуковым или радиографическим методом подвергаются 20 % сварных стыков реагентопровода.

Гидравлическое испытание проводить при температуре окружающего воздуха не ниже 5 єС.

Реагентопровод подвергается дополнительному пневматическому испытанию на герметичность, с определением падения давления во время испытания в соответствии с Руководством по безопасности.

Величина давления дополнительного пневматического испытания: Рисп.=Рраб..

В соответствии с п. 364 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» предусматривается оснащение выкидного трубопровода от скважины № 000 устройством для контроля за коррозией.

Для очистки выкидного трубопровода от скважины № 000 от грязепарафиноотложений предусматривается установка устройства пуска СОД марки III УПП-1-80-4,0-У1.

Для дренажа узла пуска СОД предусматриваются подземная дренажная емкость ЕП-1,5-1200-1500-1 объемом 1,5 м3.

Дренажные трубопроводы проектируется из труб диаметром и толщиной стенки 89х4 мм по ГОСТ 8731-74*.

Дренажные трубопроводы укладываются подземно на глубине не менее 0,8 м с уклоном в сторону дренажной емкости.

Строительство и монтаж дренажных трубопроводов от узлов пуска и приема СОД предусматривается в соответствии с руководством «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

Согласно руководству «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», дренажные трубопроводы относятся к группе А(б), II категории.

В соответствии с руководством «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» контролю ультразвуковым или радиографическим методом подвергаются 10 % сварных стыков дренажных трубопроводов.

Гидравлическое испытание проводить при положительной температуре окружающего воздуха, температура воды должна быть не ниже плюс 5 °С.

Для улучшения транспортных характеристик продукции проектируемой скважины № 000 надземные участки выкидного трубопровода и арматура на скважине теплоизолируется минераловатными изделиями.

Конструкция теплоизоляции:

для надземных трубопроводов – полуцилиндры теплоизоляционные из минеральной ваты по ГОСТ 23208-2003 «Цилиндры и полуцилиндры теплоизоляционные из минеральной ваты на синтетическом связующем. Технические условия»; для арматуры и деталей трубопроводов – маты прошивные из минеральной ваты в обкладке из стеклоткани по ГОСТ 21880-2011 «Маты прошивные из минеральной ваты теплоизоляционные. Технические условия».

Поверхность изоляции покрывается листом из стали тонколистовой оцинкованной по
ГОСТ 14918-80* «Сталь тонколистовая оцинкованная с непрерывных линий. Технические условия».

Предусматривается два закрывающихся окна в теплоизоляции трубопровода, позволяющих проводить дефектоскопию.

В зоне перехода надземного участка трубопровода в подземный теплоизоляция надземного участка выполняется с заглублением в грунт на 0,5 м и покрывается гидроизоляцией усиленного типа по ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» - комплектом изоляционных материалов.

2.3.2 Выкидной трубопровод

Проектной документацией предусматривается прокладка выкидного трубопровода от проектируемой скважины № 000 до АГЗУ.

В соответствии с положением Компании «Критерии качества промысловых трубопроводов «Роснефть» и его дочерних обществ» .05З-0107 (приложение 1) проектируемый выкидной трубопровод выбран из стали 13ХФА повышенной коррозионной стойкости.

Выкидной трубопровод от скважины № 000 проектируется из труб стальных бесшовных повышенной коррозионной стойкости для обустройства месторождений «Роснефть»» из стали 13ХФА диаметром и толщиной стенки 89х6 мм, соответственно:

подземные участки – с наружным трехслойным защитным покрытием усиленного типа 3У на основе экструдированного полиэтилена; надземные участки – без покрытия.

Выкидной трубопровод от скважины № 000 и детали трубопровода поставляются в термообработанном состоянии.

Предусматривается термообработка сварных стыков выкидного трубопровода от скважины № 000

Проектируемый выкидной трубопровод от скважины № 000 укладывается в грунт на глубину 1,0 м.

Протяженность выкидного трубопровода от скважины № 000 составляет 1600 м.

По трассе выкидного трубопровода от скважины № 000 устанавливаются опознавательные знаки:

через каждый 1 км трассы; на углах поворота трассы.

2.3.3 Узел приема СОД

Для приема очистных устройств при очистке выкидного трубопровода от скважины № 000 от грязепарафиноотложений предусматривается установка в районе АГЗУ (1827П) устройства приема СОД марки III УПП-2-80-4,0-У1.

Дренаж узла приема СОД предусматривается в подземную дренажную емкость, предусмотренную для дренажа АГЗУ.

2.3.4. ВЛ-6 кВ

Проектом предусматривается строительство ответвления ВЛ-6 кВ от проектируемой ВЛ-6 кВ к скважине № 000 Боровского месторождения для электроснабжения нагрузок скважины № 000.

На ВЛ-6 кВ подвешивается сталеалюминиевый провод АС 70/11.

Допустимые напряжения в проводе: G-= Gг= Gв= 90,0 МПа, Gэ = 45,0 Мпа.

Протяженность трассы ВЛ-6 кВ к площадке скважины № 000 – 0,24 км.

3. Характеристика физико-географических и климатических условий района строительства проектируемого объекта

3.1. Климатическая характеристика района

Климатические условия района охарактеризованы в соответствии с основными требованиями СП 11-103-97 по данным фактических наблюдений на метеостанции Приволжского УГМС (Приволжское межрегиональное территориальное управление по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды) в пос. Серноводск. Период наблюдений составляет 29 лет (с 1971 г. по 2000 г.). Участок проектирования находится на расстоянии 19 км северо-восточнее от выбранной метеостанции

Температура воздуха в среднем за год положительная и равна плюс 4,0 °С. Средняя температура наиболее теплого месяца (июль) составляет плюс 20,2 °С, наиболее холодного месяца (январь) - минус 12,8 °С. Абсолютный максимум температуры равен плюс 39 °С, абсолютный минимум - минус 48 °С (таблица 3.1). По схематической карте климатического районирования район работ относится к зоне I В (СП 131.13330.2012, рисунок 1).